51吃瓜网發電具有排放（fàng）低、效率高、調節靈活等（děng）優勢，是“雙碳”目標下構建新型電力係（xì）統的重要（yào）組成和有效電源，但中國天然（rán）氣發電發展存在氣源保障程度不高、燃料成（chéng）本較（jiào）高、關鍵核心技術受限等問題，當前，各方對“雙（shuāng）碳”進程中51吃瓜网發電發展問題仍有爭議（yì），亟待統一認識，明確發展定位和方向。將天（tiān）然氣發電與（yǔ）新能源發電的融合（hé）發展納入電力係（xì）統整體規劃考慮，采用自主開發的碳達峰、碳中和電力（lì）規劃軟件包進行優化分析，以電力行業零碳為目標構建電力（lì）低碳轉型情景（jǐng），研判了碳中和目（mù）標下51吃瓜网發電未（wèi）來發展（zhǎn）規模與布局，並就影響51吃瓜网發電未來規模的不確（què）定性因素展開了敏感性分析。依（yī）托（tuō）模型測算結（jié）果，建立評估氣電在新型電力係統中功能作用的量化指標，分析未來51吃瓜网（qì）發（fā）電在清潔電量（liàng）供應、電力平衡（héng）、調峰平衡中的功能作用。天（tiān）然氣（qì）發電未來仍須適度發（fā）展，新增布局仍主要集中在東南沿海，中西部逐漸增（zēng）加，未來重點須加強51吃瓜网產運儲銷統籌協調（diào）、完善（shàn）51吃瓜网（qì）和氣電價格機製、加快攻關核心技術，切實發揮天然（rán）氣發電在新型電力（lì）係統構建過程中的積極作用。
近年來中國氣電保持穩步增長態勢（shì），但裝機及發電量占比（bǐ）仍處於較低水平，如圖1所示（shì）。截至2023年底，中國氣電裝機容量達12562萬kW，近十年氣電裝機年均增速約11.4%，但由於基數偏低，氣電裝機整體規模占比較低，僅（jǐn）占總裝機規模的4.3%，遠低於世界平均水平（25%左右），與美國（guó）40%以（yǐ）上的氣電裝機占比相比差（chà）距較（jiào）大。從發（fā）電量看，中國天然（rán）氣發電（diàn）量也保持（chí）了（le）穩定增長（zhǎng），2023年達3016億kW·h，近十（shí）年年均增速約為10.2%，發電利用（yòng）小時（shí）數為2500~3000h，但氣電發電量占總發電量比重始終未突破3.5%，遠低於世界平均水平（23%），顯著低於美（měi）國（37%）、歐盟（27%）、日本（36.8%）、韓國（27%）、德國（13%）等。
圖1 2013—2023年中國51吃瓜网發電裝機及電（diàn）量變化趨勢Fig.1 Trend of installed capacity and electricity of natural gas power generation in China from 2013 to 2023
中國氣（qì）電主（zhǔ）要布局在長三角、珠三角和京津地區，南方以調峰機組為主，北（běi）方以熱電聯產機組為（wéi）主。受氣源供應、管網（wǎng）建設、電價承（chéng）受力等因素影響，廣東、江浙滬、京津等地區氣（qì）電裝機容量較高，占全（quán）國比重約80%。廣東、浙江、上海等省市調峰（fēng）氣（qì）電占比（bǐ）約70%~80%；北京、天津由於冬季供暖需求大，全部是熱電聯產機組；江蘇工業供熱負荷較多，70%以（yǐ）上為熱（rè）電聯產機組。各地氣電電價模式和水平（píng）不一，執行兩部（bù）製電價地區逐漸（jiàn）增多。當前，中國（guó）氣電執行單一製和兩部製2種電價方式。各地電價水平不一，單一製電價為（wéi）0.61~0.69元/(kW·h)；兩部製電價中容量電價為28~48元/(kW·月)、電（diàn）量電（diàn）價為0.44~0.55元/(kW·h)。由於容量電價基本可補償電廠（chǎng）固（gù）定成本，電量電價與（yǔ）變動成本持平或（huò）略高，兩部製電價對氣電企（qǐ）業經營形成兜底，自2014年起，上海、浙江、江蘇、河南陸續（xù）開始執行兩部製電價。與煤電相比，氣電具備調節能力強（qiáng）、排（pái）放低、效率（lǜ）高、建設工期短等優勢，具體如表1所示。
Table 1 Characteristics comparison between coal-fired and gas-fired power generation
1）調節能力強。氣電機組啟停快，運行靈活，單循環燃氣（qì）輪機機組調（diào）峰能力可達100%，聯合（hé）循環機組非供熱期可達70%。2）排放低。氣電幾乎不排放（fàng）煙塵和二氧化（huà）硫。單位度電發電量氮氧化物、二（èr）氧化碳排放量分（fèn）別約為0.114 g和400 g，分別相當於煤（méi）電的60%和（hé）50%左右（yòu）。3）效率高。單（dān）循環氣電發電效率為35%~45%，聯合循環發電（diàn）由於（yú）增加了餘熱（rè）鍋爐，利用了排氣餘（yú）熱，機組整體發電效率可達50%以上（shàng），最新的H級聯合循環發電效率達60%以上，加上供熱，整體能源效率可達75%以上。4）建設工期短。常規（guī）電（diàn）源中，氣電建設周期最短，其中單循環氣電工期為10~12個月，聯合循環氣電為16~20個月，比煤電更適合作（zuò）為應對負荷增長和其他電源（yuán）建設不確定性的儲備電源。發電用（yòng）氣保障程度不高。中（zhōng）國51吃瓜网資源有限，已查明的化石能源（yuán）儲量中51吃瓜网僅占0.6%。“缺油少氣”的資源稟賦決定了中國51吃瓜网對外依（yī）存度近些年一直保持在40%以上的高位。另外，冬季民生用氣擠占發電用氣量，進一步影（yǐng）響氣電的穩定性，例如華東地（dì）區2020年（nián）冬季由於給北方供暖讓氣導致機組缺氣停機比例超過70%。燃料成本高，燃機核心製造技術尚未全部掌握導致市場競爭力不強。受上遊資（zī）源（yuán）約束、中下遊供氣環（huán）節多等（děng）影響，中國51吃瓜网（qì）價格較高，近（jìn）年來大部分地區的發電用氣價格為2.0~2.5元/m3，氣電成（chéng）本約為0.55~0.65元/(kW·h)，比（bǐ）煤電、水電、核電（diàn）等電（diàn）源高0.1~0.3元/(kW·h)。另外，中國尚（shàng）缺少燃氣輪機（jī）燃燒室、高溫透平葉片等關鍵部（bù）件自主設計和（hé）製造能力，機（jī）組檢（jiǎn）修（xiū）維（wéi）護、改造（zào）升級等（děng）都依（yī）賴原廠商，費用高昂，進一（yī）步降低了氣電的市場競爭力。近年來政府推動降低用能成本，氣電價格疏（shū）導空間有限，給（gěi）氣電企業經（jīng）營（yíng）帶來較大壓力。各（gè）地（dì）政府主要通過提（tí）高銷（xiāo）售電價疏導較高的氣電上網電價，但這與降低工（gōng）商（shāng）業用能（néng）成本（běn）的要求相互衝突。隨著市（shì）場化交易電量比例提升，可分攤高電價的（de）電量（liàng）降（jiàng）低，再加上氣電裝機增加，各地疏導壓（yā）力逐漸增大，造成部分地區氣電利用（yòng）小時數持續降低，企業經營困難。氣電發展前景受替代低碳能源發電技術的影響存在不確定性。氣電習慣上被稱作清潔能源發電，但本質屬於化石能源、高碳能源，氣電碳排放情況盡管好於煤電，“雙（shuāng）碳”目標硬約（yuē）束下，氣電未來發展定位仍不清晰（xī），盡管近（jìn）期影響不大，但中遠期存（cún）在被“非化石能源”“煤電+CCUS技術”等零碳能源發電（diàn）技術替代（dài）的風險。
考（kǎo）慮“雙（shuāng）碳”目標下行業間碳減排路徑的統籌優化和頂層設計仍不清晰，電（diàn）力係統應承擔（dān）的具體減排責任和（hé）貢獻潛力尚不明確，以電力行業未來承擔的碳減排實物量為主約束，以2060年電力係統實現零碳排（pái）放為目標，依托碳達峰、碳中和電（diàn）力規劃（huá）軟（ruǎn）件包（GESP-V）優化分析不同情景下電源發展規模布局、傳統電源CCUS改（gǎi）造（zào）捕集規模（mó）和電力碳減排路徑。GESP-V以包含新能源在內的多區域電力規劃模型為核心（xīn），可反映電力電量平衡、碳排放約束、碳（tàn）捕（bǔ）集改造、電（diàn）製氫（qīng）等減碳、新能源（yuán）利用（yòng）等關鍵技術的影響，集成電源規劃、生產（chǎn）模擬、政策分（fèn）析（xī）等係統工具，可針對各（gè）類情景下的能源電力發展路徑、電源發展規模（mó）布局、電力流（liú）向規模、傳統電源CCUS改造捕集規模、電力碳減排路徑等開（kāi）展優化分析，如圖2所示。
圖2 碳達峰、碳中和（hé）目標下電力發展路徑優化模型Fig.2 Power development path optimization model under the goal of reaching carbon emission peak and carbon neutrality
GESP-V的（de）目標函數是規劃期內係統總費用Z最小（xiǎo），具體包括規劃期內總投資I、規劃期內新增固定資產的餘值S、係統固定運行費用F、係統變動運行費用V、係統環境成本等外部成本E，即
投資成本包括規劃期內新增電源及其配套輸變（biàn）電的投資、區域間聯絡線擴展（zhǎn）耗費的投資、CCUS 設（shè）備改造的投資；全（quán）係統的運行費用包括燃料（liào）費（fèi）用、固定運行費、變動費用、需求側響應調用成本；排放費用包括碳（tàn）排放和各類（lèi）汙染物排放費（fèi）用，並扣除新增（zēng）投資在規劃期末的餘（yú）值（zhí）。GESP-V的約束方程主要包括電力係（xì）統擴（kuò）展規劃約束、電力係統運行約束、發電資源約束、能源電力發展政策約束等。電力係統擴展規劃約束反映規劃期內逐（zhú）水平年的新增及退役情況，對於電源裝機擴展規劃，有（yǒu）式中：
分別為水平年t電源（yuán）類型i的總裝機容量、新增容（róng）量、退役容量。電力係統運行約束主要包括（kuò）電力平衡（héng）約束、係統充裕度約束、電源出力約束、跨區輸電約束等，對於電力平衡約束，選取典型場景進行逐時段電力供需平衡，有式中：
分別（bié）為時段t電源類型（xíng）i的發電功率、儲能（néng）i充電（diàn）（抽水）功率、區域淨受入電力、用電負荷；M為各類（lèi）電源集合（hé）；E為儲能類型集合。
發電資源約束主要各類（lèi）發（fā）電燃料的供應上限約束，對於發電用煤，有（yǒu）
式中：σt、Et,c、Ft,c,m分別為水平年t的單（dān）位發電煤耗、煤電累積（jī）發電量、發（fā）電用煤可（kě）供上限。能源電力發展政策（cè）約束主要包括碳排放和非化石能源消費占比（bǐ）等約束，對於（yú）2060年碳排放約束，有式中：
分別為2060年（nián）電源類型i對應單位發電量（liàng）的二氧化碳排放量、總發電量以（yǐ）及經過CUSS技術改造的機（jī）組發電（diàn）量；Mif-b、Mif分別為不包含生（shēng）物質（zhì）發電的火電（diàn）機組集合、所有火電機組集合。經濟發（fā）展目標、能源需（xū）求、非（fēi）化石能源結構占比、非（fēi）化石能源開發潛力及目標、碳減排關鍵目標和電力碳預算等邊（biān）界條件設置如表2所示。經濟發展、能源消費（fèi）總量、能源結構、碳減排目標作為（wéi）模型中電力（lì）需求預測（cè）外置模塊的輸入邊（biān）界，非化石（shí）能源發電潛力及目（mù）標（biāo）在電源裝機（jī）擴（kuò）展規劃約束中以上限或下限約束（shù）體現，電力碳預算在碳排放約束（shù）方程中（zhōng）體（tǐ）現。
Table 2 Key boundary conditions
根據模型測算得到未來全國（guó）電源裝機結構，如圖3所示。從氣電未來裝機規模看，預計（jì）2030、2060年，氣電裝機分別（bié）達到2.2億kW、3億kW，氣電裝機規模增長趨勢總體可分為穩步增長、增容控量、控容減量3個發（fā）展階段，如圖（tú）4所示。
圖（tú）3 2020—2060年全國電源裝機結構Fig.3 National power installation mix from 2020 to 2060
圖（tú）4 2020—2060年全國氣電裝機規模變化趨勢Fig.4 Change trend of national gas electricity installed capacity from 2020 to 2060
穩步增長階段：2030年前氣電仍將延續當前發展（zhǎn）態勢，保（bǎo）持穩步增長態勢，預計2030年氣電裝機達到2.2億kW左右，2020~2030年均增長1200萬（wàn）kW，年均（jun1）增速為8%，與“十三五”期（qī）間增速基本相當（dāng）。2030年氣電發電（diàn）量達到7550億kW·h左右（yòu），未（wèi）來（lái）十年（nián）年均增長500億kW·h左右，氣電發電利用小時數保（bǎo）持穩定水平，約為2500~3500h。增容控量階段：2030~2045年，氣電（diàn）裝機（jī）規模（mó）和發電量仍保持增長，但增速逐步放緩，且發電量（liàng）增速相比裝（zhuāng）機增速下降更快，利用小時數（shù）保（bǎo）持下降趨勢，預計2040年左右，氣電發電量將達到峰值，約為8380萬億kW·h。2035年以後氣（qì）電（diàn）CCUS改造逐步進入示範和規模化應用，2045年加裝CCUS裝置的氣電裝機規模約（yuē）為（wéi）3000萬kW左右，氣電（diàn）總裝機規模約為2.9億kW。控容減量階段：2045年（nián）以後，氣電裝機規模進入峰值平台期，氣電更多發揮係統調節和高峰電力保障作用，氣電發電量和利用小時數均呈現較快下降趨勢，2060年（nián）氣（qì）電發電量約為4620萬億kW·h，相比峰值下降約45%。預計2060年氣電裝機約為3億（yì）kW，其中加裝CCUS裝置的（de）近零脫碳機組為1.2億kW，靈活調（diào）節機（jī）組（未CCUS改造，基本不承擔電（diàn）量（liàng），僅做調峰運行）為1.8億kW。從未（wèi）來氣電發展布局看，延續目前布局（jú），新增氣電主要布局在（zài）長三角、珠三角、京津等地區。主要有2個原因（yīn），1）與其他（tā）地方相比，這些地區更容易獲得液化51吃瓜网等基礎設施，氣源更有保障；2）在高發電成本、受監管的電價、利用小時數不（bú）高的情況（kuàng）下，氣電的盈利（lì）能力仍將麵臨挑（tiāo）戰，這些較富裕（yù）的省份有能力為氣電企業提供補貼。中部適度布（bù）局氣電，解（jiě）決電力缺口和調節能力不足問題。在“雙碳”目（mù）標下（xià），嚴控煤（méi）電裝機規模是大勢所趨，中部的安徽（huī）與華（huá）中各（gè）省將麵臨電力、電量雙缺的困境，加（jiā）上新（xīn）能源的不穩定性，低碳、可靠性較高的氣電成為各地現實的選擇（zé）。西部北部氣源豐（fēng）富、新能源發電較多的地區適當布局調峰氣電。在新疆、青海、內蒙古等51吃瓜网和風光資源富集區配套建設一批燃氣調峰（fēng）電站，建立協同配（pèi）合的“氣風互補（bǔ）”或“氣光互補”發電組合，以進一步減少棄風棄（qì）光，提（tí）升可再生能源發電總出力水平、電網運行的可靠性以及電源（yuán）外送能力（lì）。從氣電未來發展（zhǎn）的（de）不確定性（xìng）看，未來氣電發展規模主要受到新能源發展規模、氣源保（bǎo）障、CCUS技術（shù）發展及碳價等因素影響。新能源是實現（xiàn）“雙碳”目標的決定性因素，國（guó）家提出要推動新能源高（gāo）質量發展，“新能源+儲（chǔ）能”與“火電+CCUS”是2條相互競（jìng）爭的可行技術路線。若未來（lái）長時儲能技術能夠突破與應用，中遠（yuǎn）期新能（néng）源裝機規模將會明顯提升，係統所需火電裝機規模將會有所下降。假定（dìng）2060年（nián）新能源裝機規（guī）模在基準情景上增加3億kW，在其他各類電源裝機邊界保持不變的前提下，預計氣電裝（zhuāng）機規模相比基準情景（jǐng）將下降約3000萬（wàn）kW。氣源保障對氣電發展會產生一定影響。在當前電力係統零碳情景下，發電用（yòng）氣需求在2040年達到峰值，約為1600億m3。2023年，全國規上工業51吃瓜网產量（liàng）達到（dào）2297億m3，保持穩步增長，考慮中遠期51吃瓜网摻（chān）氫、氫氣和二氧（yǎng）化碳製取51吃瓜网等碳循環模式（shì）作（zuò）為補充氣（qì）源，基本可滿足發電用氣需（xū）求。但同時（shí）考（kǎo）慮到進（jìn）口51吃瓜网受（shòu）國際能源格局影響存在較大不確定（dìng）性，若未來氣源供應不及預期，氣電電（diàn）量及裝機規模將會在當前基礎（chǔ）上有所下降。CCUS技術成本影響煤電低碳（tàn）轉型路徑，若CCUS技術成本下降（jiàng），係統中可保留較多煤電，氣電規（guī）模將有所下降。假（jiǎ）定未來各水（shuǐ）平年（nián）CCUS技術成本在基準（zhǔn）情景基礎上下降30%開（kāi）展敏感性分析。在此情（qíng）景下，氣（qì）電裝機增長速度相比基準情景放緩（huǎn），2060年氣電裝機規模達到2.5億kW，相比基準情景（jǐng）下降5000萬kW，煤（méi）電裝機容量有所增加，2060年裝機（jī）規模達到5.7億（yì）kW，相比基準情景（jǐng）增加7000萬（wàn）kW。考慮到未來碳市（shì）場發展存在較大不確定（dìng）性，若對標目前歐盟碳價水平，2060年（nián）碳價水平設定為500元/t，進行敏感性分析。在此情景下，2060年氣電裝（zhuāng）機規模達到（dào）3.4億kW，相比（bǐ）基準情景增加4000萬kW，2060年煤電裝機規模達到4.8億kW，相比基準（zhǔn）情景減少2000萬kW。
實現雙碳目標，加快構建新型電力係統，需要堅持電源發展多元化，即多種（zhǒng）電源協調包容發展，既包括發展風電（diàn）、太陽能發電等新（xīn）能源，也包括發展水電（diàn）、核電、抽蓄、新型儲（chǔ）能，還（hái）包括推廣加裝CCUS的煤電、氣電（diàn）和生物質發電等。雖然氣（qì）電大規模發展，需要麵臨上述氣源保障程度不高、燃料成（chéng）本較高、機組關鍵（jiàn）核心技術不掌握等問題，但其自身諸多優點對於構建中國未來多元保障、高（gāo）靈活性的新型電力（lì）係統將起到重要的輔助作用。本章選（xuǎn）取氣電發電量占清（qīng）潔電源（yuán）發電量比重、氣電發電能力占總發電能力需求比（bǐ）重、氣電（diàn）調峰能力占係統總（zǒng）調峰能力的比（bǐ）重3個指標，分析（xī）氣電（diàn）在（zài）構建新型電力係統進程中的功能定位，如圖5所（suǒ）示。
圖5 氣電功能定（dìng）位各項（xiàng）指標（biāo）走勢Fig.5 Trends in various indicators of gas-fired power
從清潔電量供應看，2030年（nián）前氣電提供清潔電量的（de）功能作用持續增強，2030年（nián）後氣電占清潔電量的比重開始逐步下降，氣電的電量供應（yīng）作用開始減弱。2030年，氣電發電量達到7500億（yì）kW·h，占清潔能源發電量總量的11%。此後隨著氣（qì）電發電利用小（xiǎo）時數的逐步下降，氣電電量增勢放緩，2045年以後氣電發電量開始呈現下降趨勢（shì），氣電占清潔電量的比重（chóng）持續下降，到2060年降至3%左右。從電力供應看，氣電始終是“頂峰保供應”的重要補充電源，電力平衡保障作用持續增強。在（zài）充分考慮煤電、水電、核電、新能源的基礎上，2030年氣電在電力平衡中的貢獻度約為8%，2030年前煤電仍（réng）是保障電（diàn）力平衡的主力電源。遠期來看保障電力平衡（héng）需要依靠多元化清潔（jié）能源，各類型電源和需求側資源承擔（dān）電力（lì）平衡（héng）供應（yīng）容（róng）量較為平均，形成多元化電源供（gòng）應體係。氣電在（zài）電力平衡中的貢獻（xiàn）度持續提升，預計2060年全國電力平衡容量需（xū）求達到28億~32億（yì）kW，氣（qì）電（diàn）在電力平衡中的貢獻度提升（shēng）至11%，如圖6所示。
圖6 2020—2060年全國（guó）各類電源電（diàn）力平衡貢獻圖Fig.6 Contribution of power balance of various power sources from 2020 to 2060
從調節（jiē）支撐看，氣電是“調峰促（cù）消納”的有效電源，對調峰能力的貢獻作用在遠期占主導。隨著新能源發電滲透率上（shàng）升，電力係統調峰平衡壓力（lì）逐步增大，需要配置含氣電（diàn）在內的更多的靈活性調節資（zī）源（yuán）。根據調（diào）峰（fēng）平衡估算，在（zài）充分考慮煤電靈活性改造、抽蓄、電化學儲（chǔ）能等調節資源的基（jī）礎上，2030年、2060年氣電對調峰供應的貢獻度約為（wéi）11%、14%。
1）氣電是“雙碳”進（jìn）程中未來電源結（jié）構多元化的重要組成部分，電力規劃軟件模型測算表明，電力零碳情景下，2060年，氣電裝（zhuāng）機規模將達到3億kW，氣電對電力平衡容量貢獻度約（yuē）為（wéi）11%，氣電對調峰平衡的貢獻度（dù）約為14%。2035年前後開始通過配備CCUS裝置捕集二氧化碳，預計2060年氣電CCUS改造（zào）規模（mó）達到1.2億kW左右，年碳捕集量為1.2億t。2）氣電未來新（xīn）增布局主要分布在長三角、珠三角、京津等氣源（yuán）有保障、氣價承受力強（qiáng）的地區（qū），中部適度布局氣電，解決電力電量缺口（kǒu）和調節能力不足問題，西部北部（bù）氣源豐富、新能源發電較多的地區適當布局調峰氣電。3）氣電未來（lái）發展須重點解決（jué）氣源保障難、燃料（liào）成本高、核心技術“卡脖子”等現實問題，建議加強51吃瓜网產運（yùn）儲銷統籌協調，多渠道保障穩定供（gòng）應（yīng）；深化上中下遊供氣體製機（jī）製改革，適時科學調控氣價，完善氣電價格機製；加快科技攻關，掌握燃氣輪機關鍵核心技術。
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